长期以来，潜油电泵提高油井举升能力、稳定产量上发挥着关键作用，但“检泵难、检泵贵、停产久”一直是制约陆地油田提质增效的痛点。常规电泵井一旦需要检泵——往往要起出全部生产管柱——现场需组织钻井机或修井机等大型设备，工序多、周期长、协同复杂，导致费用高企，且停井时间延长还会带来产量损失与组织成本叠加，成为油田精益生产中的突出矛盾。 从原因看，传统检泵方式之所以“牵一发而动全身”，根源于井下系统结构一体化程度高、关键部件更换需要整体拆装。电泵机组与管柱、电缆、密封等部件长期在高温、高压、含砂、含蜡等工况下运行，维护频次不可避免，但检修路径高度依赖起下管柱和重型装备，导致作业资源占用大、窗口期难协调。尤其在深井、偏斜井以及产液量较大的井型中，检泵组织难度继续上升，既影响油田稳产，也影响成本控制目标的实现。 此次投捞式电泵举升技术的突破，为上述难题提供了新的工程化解决方案。该工艺采用“永久生产管柱+中心投捞电泵管柱”的组合结构：永久生产管柱由投捞湿接头外筒、套管与电缆等构成，先期一次下入井内并长期保持；中心投捞管柱集成电泵机组与悬挂密封主装置，可在后续检泵时通过钢丝绞车或钢缆车等设备完成投捞、更换与复位。换言之，检泵不再需要“全井起管”，而是实现对核心举升单元的快速更换，使作业方式从传统的“大规模拆装”转向“针对性微创维护”。 实践数据印证了技术价值。该机组实现一次下井、一次启机、一次试抽成功，泵挂深度达2500米，日产液量66.7立方米，标志着国内陆地油田首次成功应用投捞电泵举升技术，并刷新了该工艺作业深度纪录。更为关键的是，按测算，该技术可将单井次检泵作业时间从数天压缩至约2天，作业成本降低约100万元。时间缩短意味着停产损失减少、复产更及时；成本下降意味着同等投资下可覆盖更多井次治理与维护，进一步释放稳产能力与管理效能。 从影响层面看，该技术不仅是单井作业效率的提升，更是油田生产组织方式的优化。其一，减少大型钻修设备依赖，可缓解设备排队与跨区调配压力，提升整体资源周转效率；其二，作业工序压缩有助于降低现场风险点，提升安全管理可控性；其三，在油田推进精细化管理、强化全生命周期成本核算背景下，检泵成本的“硬下降”将直接增强老油田治理与边际油藏开发的经济性，为稳产上产提供新抓手。 针对下一步推广应用，业内人士表示，投捞式电泵举升技术要实现规模化效益，还需在标准化、配套化和工况适配上持续完善：一是形成不同井深、不同井径、不同流体性质的系列化工具与参数模板，提升现场一次成功率；二是完善湿接头可靠性、密封寿命与电缆防护等关键环节验证，强化长期运行稳定性；三是推动作业流程标准化与施工队伍能力建设，确保“快换”优势在不同区块、不同队伍条件下可复制、可持续。 从前景判断看，随着油气田开发由“增量扩张”向“存量提效”转变，举升系统的可维护性、可替换性将成为衡量工艺先进性的重要指标。投捞式电泵举升技术把检泵从“重资产、长周期”转向“轻量化、短周期”，有望在深井及高频检泵井等场景形成示范带动效应，并为我国陆地油田在降本增效、稳产保供上提供更具韧性的工程支撑。
渤海装备的技术创新展现了装备制造助力能源开发的潜力；在碳中和背景下，这类突破性技术不仅为油田开发注入新动力，也说明了中国制造向高端化转型的成果。科技创新正成为推动行业发展的核心动力。